Кафедра Возобновляющихся Источников Энергии и Гидроэнергетики

Стр 1 из 4Следующая ⇒

Санкт-Петербургский Государственный Политехнический Университет

Инженерно-строительный факультет

Кафедра Возобновляющихся Источников Энергии и Гидроэнергетики

Курсовой проект

Дисциплина: “Проектирование и эксплуатация нетрадиционных

и возобновляющихся источников энергии”

на тему: “Здание деривационной ГЭС”

Выполнил: Ядыкина М.С.

группа: 5013/1

Принял: Фролов В.В.

Санкт-Петербург

2006
Оглавление

1. Введение. 3

2. Определение схемы напоров. 4

3. Основные параметры турбины ГЭС.. 5

3.1 Основные параметры РО 115. 5

3.1.1 Диаметр рабочего колеса. 5

3.1.2 Синхронная частота вращения. 6

3.1.3 Зона работы гидротурбины.. 7

3.1.4 Высота отсасывания гидротурбины.. 7

3.2 Выбор рабочего колеса. 8

4. Выбор спиральной камеры и отсасывающей трубы.. 8

5. Выбор генератора. 13

6. Выбор трансформатора. 18

7. Определение типа и грузоподъемности крана. 19

8. Вспомогательное оборудование. 20

8.1 Система регулирования гидроагрегата и выбор МНУ.. 20

8.2 Система осушения водопроводящего тракта турбинного блока. 21

8.3 Маслохозяйство ГЭУ.. 22

8.4 Водоснабжение ГЭУ.. 22

8.4.1 Техническое водоснабжение. 23

8.4.2 Противопожарное водоснабжение. 24

8.5 Пневматическое хозяйство. 24

9. Машинный зал. 24

10. Монтажная площадка. 24

Литература. 26

Приложения. 27

Введение

Цель проекта.

В данном курсовом проекте необходимо запроектировать здание деривационной ГЭС на основании выданного задания.

Исходные данные.

Топография района строительства (прил. 1).

Расчетный расход воды в реке после возведения ГЭС:

· максимальный 3000 ;

· минимальный 35 ;

· кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе в табличной форме.

По таблице связи расходов и уровней построен график кривой связи расходов и уровней (прил. 2).

Заданные параметры:

· Минимальный и максимальный уровни в верхнем бьефе:

НПУ=112 м, УМО=107 м;

· Инженерно-геологические условия – скала;

· Максимальный расход ГЭС – 140 ;

· Число агрегатов – n=4;

· Связь с энергосистемой – 600 км

Определение схемы напоров

По данным гидрологических наблюдений, приведенных в табличной форме (табл. 1), строим кривую связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе (рис.1).

Таблица 1. Зависимость расходов и уровней воды в нижнем бьефе

Абсолютная отметка уровня воды	Скальные породы
h, м	Q, м3/с

Рис.1 Кривая связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе.

По заданным расходам и пропускной способности агрегатов, определим минимальный, максимальный и расчетный напоры ГЭС и построим схему напоров (рис.2)

Для этого по кривой связи расходов и уровней воды (рис 1)определяем отметки воды в нижнем бьефе:

м;

м.

Строим схему напоров (Рис. 2) и определяем минимальный, максимальный и расчетный напор:

м; (2.1)

м; (2.2)

м. (2.3)

Основные параметры турбины ГЭС

Определяем мощность гидротурбины:

кВт.

По полученной мощности и напорам, на которых используется гидротурбина, выбираем для рассмотрения радиально-осевую турбину РО115.

Основные параметры РО 115

Диаметр рабочего колеса

Для определения диаметра рабочего колеса используем универсальную характеристику выбранной гидротурбины (прил. 4) и таблицу основных параметров номенклатурных гидротурбин (таблица 2 [1]).

Диаметр рабочего колеса (м) гидротурбины определяем по формуле:

м м

где: N - номинальная мощность гидротурбины, кВт;

- приведенный расход в расчетной точке, ;

- расчетный напор гидротурбины, м;

- полный КПД натурной гидротурбины, соответствующий режиму ее работы в расчетной точке.

Положение расчетной точки на универсальной характеристике в первом приближении – на линии ограничения мощности, при n’ = n’_опт+ 2 …5 мин^-1.

n’ = 74, 5+3=77, 5 мин^-1

Округляем полученный диаметр рабочего колеса до ближайшего стандартного: м.

Изменение диаметра рабочего колеса при округлении до ближайшего стандартного приведет к некоторому смещению расчётной точки по приведенному расходу , что необходимо учесть при определении координаты рабочей точки:

Таким образом, рабочая точка: м, .

Синхронная частота вращения

Определяем значение с помощью графика на рисунке 3 на стр. 13 [1]:

где: - диаметр рабочего колеса модельной гидротурбины м;

- диаметр рабочего колеса натурной гидротурбины м;

- напор модельной гидротурбины, м;

- напор натурной гидротурбины, м.

где: - максимальный КПД натурной гидротурбины;

- максимальный КПД модели, .

Необходимо иметь в виду, что , то есть ,

где: - поправка приведенной частоты вращения с учётом масштабного эффекта. Определяем ее по формуле:

Нормальную частоту вращения гидротурбины, выраженную числом оборотов вала в минуту, ориентировочно определяем по формуле:

где: - приведенная частота вращения рабочего колеса натурной гидротурбины, соответствующая рабочей точке на универсальной характеристике;

- расчётный напор гидротурбины, м;

- диаметр рабочего колеса после округления, м.

По таблице 3 на стр. 13 [1] выбираем синхронную частоту вращения: , число пар полюсов генератора .

Зона работы гидротурбины

После расчёта и выбора диаметра и частоты вращения проектируемой гидротурбины необходимо убедиться в правильности их выбранных значений. Для этого на универсальную характеристику наносим зону работы проектируемой гидротурбины.

Зона работы ограничена по приведенной частоте вращения двумя горизонтальными линями, соответствующими минимальному и максимальному напорам, то есть линями:

Определяем линию ограничения мощности:

Для – Н_max=89 м

Наносим зону работы гидротурбины и линию ограничения мощности на универсальную характеристику (прил. 4).

Выбор рабочего колеса

Рабочая точка имеет координаты:

Q’₁ = 0, 98 (м³/с)

n’_1н = 71, 66 об/мин

η _н = 91, 0%

при D₁ = 2, 0 м

n’_1м_max = 73, 08 (об/мин)

n’_{1м min} = 70, 66 (об/мин)

H_s = -2, 19 м

Отметка рабочего колеса находят по формуле:

23-2, 19=20, 81 (м)

Выбор спиральной камеры

В реактивных гидротурбинах для подвода воды к направляющему аппарату используют турбинные камеры различной конструкции.

Для средних и крупных вертикальных гидротурбин применяют спиральные турбинные камеры. По сравнению с другими турбинными камерами они имеют минимальные габариты, обеспечивают осесимметричный подвод потока и необходимую его закрутку. Осесимметричный подвод и создание необходимой закрутки перед направляющим аппаратом исключает неустойчивые режимы работы турбины и обеспечивает высокую эффективность рабочего процесса.

Для РО115 применяется только металлическая спиральная камера. Ее параметры и конструкция рассчитаны ниже и представлены в прил. 6.

Расчет металлической спиральной камеры.

Для выполнения расчетов необходимы следующие исходные данные:

D₁ = 2, 0 м,

Н_р =86, 53 м,

N =28224, 57кВт

1. Выбираем по табл. 11 [1 ] угол охвата

φ ₀= 345⁰

b₀= 0, 25*2, 0 = 0, 5 ( м)

B = 3, 65*2, 0 = 7, 3 ( м)

По табл 13 [1] находим стандартные размеры:

D₀ = 2, 4 м

D_а = 3, 4 м

D_b = 2, 85 м

2. По рис 12 б) находим V_вх при Н_р = 86, 53 м

V_вх = 8, 62 м/с

3. Расход через входное сечение спирали

где Q – расход турбины,

Q = N /9, 81 H_р η _н,

Q = 28224, 57/9, 81*86, 53*0, 91 = 36, 54 м³/с

Q_вх= 345*36, 54/360=35, 02 м³/с

4. Радиус входного сечения спирали:

5. По данным входного сечения определяем постоянную спирали:

6. Задавая углы в пределах от 0⁰ до φ ₀=345⁰ с интервалами в 15⁰ находят соответствующие радиусы сечений ρ _i и наружный радиус Ri

По данным таблицы строим теоретический чертеж спиральной турбинной камеры.

Таблица 2. Расчет спиральной камеры

φ i	φ i/К	√ 2*Raφ /К	ρ _i	Ri
	0, 00	0, 00	0, 00	1, 70
	0, 01	0, 19	0, 20	2, 10
	0, 02	0, 27	0, 29	2, 27
	0, 03	0, 33	0, 36	2, 41
	0, 04	0, 38	0, 42	2, 53
	0, 05	0, 42	0, 47	2, 64
	0, 06	0, 46	0, 52	2, 75
	0, 07	0, 50	0, 57	2, 84
	0, 08	0, 53	0, 61	2, 93
	0, 09	0, 56	0, 66	3, 01
	0, 10	0, 59	0, 70	3, 10
	0, 11	0, 62	0, 74	3, 18
	0, 12	0, 65	0, 78	3, 25
	0, 14	0, 68	0, 81	3, 33
	0, 15	0, 70	0, 85	3, 40
	0, 16	0, 73	0, 88	3, 47
	0, 17	0, 75	0, 92	3, 54
	0, 18	0, 77	0, 95	3, 60
	0, 19	0, 80	0, 98	3, 67
	0, 20	0, 82	1, 02	3, 73
	0, 21	0, 84	1, 05	3, 80
	0, 22	0, 86	1, 08	3, 86
	0, 23	0, 88	1, 11	3, 92
	0, 24	0, 90	1, 14	3, 98

Выбор генератора

Гидрогенератор является основной машиной ГЭС, в которой механическая энергия первичного двигателя преобразуется в электрическую. На ГЭС применяют синхронные трехфазные гидрогенераторы переменного тока, имеющие единый вал с турбиной.

Номинальными параметрами гидрогенератора являются:

§ полная мощность – S,

§ активная мощность – P,

§ реактивная мощность - Q,

§ частота вращения - n

§ КПД – η

§ коэффициент мощности - cos φ

§ напряжение статора – U

§ ток статора – I

Потери в синхронных гидрогенераторах ограничены жесткими требованиями.

При частоте вращения до 200 об/мин гидрогенераторы выполняются преимущественно в зонтичном исполнении, свыше 200 об/мин - в подвесном.

При частоте вращения свыше 250 об/мин вертикальные гидрогенераторы выполняются исключительно в подвесном исполнении.

Современное направление в области проектирования гидрогенераторов большой мощности характеризуется стремлением расширить область применение генераторов зонтичного типа. Этому в значительной степени способствует использование в компоновке зонтичного гидрогенератора опоры подпятника на крышку турбины. Основными преимуществами зонтичного исполнения являются:

§ возможность выполнения подпятников на максимальные требуемые нагрузки, превышающие 35МН, при наиболее простых и экономических конструктивных формах опорных элементов;

§ обеспечение выполнения наиболее простой по конструкции и технологичности, а также менее металлоемкой верхней крестовины;

§ возможность применения конструкции ротора без основного генераторного вала, что позволяет снизить высоту подъема крана и тем самым снизить высоту машинного зала

К важным эксплуатационным преимуществам генераторов подвесного исполнения следует отнести следующие: меньшие потери на трение в подпятнике благодаря меньшей окружной скорости вращения; возможность обслуживания подпятника с помощью крана машинного зала; более надежная защита обмоток от масляных паров из ванны подпятника.

Значения номинального коэффициента мощности находится:

Таблица 4. Коэффициент мощности генератора

cos φ	S, МВ*А
0, 8	до 125
0, 85	125 – 360
0, 9	более 360

Номинальная мощность турбины N_т :

N_т = 9, 81*D²*Q’_p*H_p*√ H_p* η _н

N_т = 9, 81*4*0, 98*86, 53*√ 86, 53*0, 91 = 28167, 38 (кВт)

Пропускная способность турбины:

Q_р = N_т/9, 81*Н_р* η _н

Q_р = 28167, 38/(9, 81*86, 53*0, 91) = 36, 46 (м³/с) – одного агрегатаъ

Q_р = 4*36, 46=145, 84 (м³/с) – всей ГЭС

Активная мощность генератора – P :

P = N_т * η _г

η _г = 0, 95

P = 28167, 38*0, 95=26759, 01 (кВт А)

Полная мощность генератора – S:

S = P/ cos φ

S = 26759, 01/0, 8 = 33448, 76 (кВт)

Подбираем тип генератора по табл.10 [2]

S = 33448, 76 (кВт) = 33 МВт

n = 333, 3 об/мин,

ВГС 525/150-20

- вертикальный гидрогенератор синхронный; подвесного исполнения

S = 40 МВт

n = 300 об/мин,

Подбираем свой генератор.

Основными геометрическими параметрами гидрогенератора являются внутренний диаметр расточки статора D_i и высота активной стали статора l_t.

Диаметр расточки статора D_i :

D_i= K₁*S^{0, 2}*n^{-0, 8}

K₁= 38-41 для n ≤ 300 об/мин

D_i= 40*33448, 76^{0, 2}*333, 3^{-0, 8} = 3, 08 (м)

Высота активной стали статора l_t

l_t = β * D_i *10^-2

β = n/5, 5

β = 333, 3/5, 5 = 60, 6

l_t = 60, 6*3, 08* 10^-2= 1, 87 (м)

Окончательные значения D_i и l_t выбирают в соответствие со шкалой предпочтений (стр. 25 [2]).

D_i= 3250 мм

l_t = 1820 мм

Получим значения D _i и l_t вторым способом.

Проведем расчет по второй методике (стр. 131, [3]).

Для определения основных размеров гидрогенератора сначала надо определить номинальную мощность генератора и расчетную мощность генератора:

S_ном = S = P/ cos φ

S_ном = S = 33448, 76 (кВт)

S_р = k S_ном

Коэффициент k зависит от cos φ:

Таблица 5. Коэффициент k.

cos φ	0, 8	0, 85	0, 9	0, 95
k	1, 08	1, 07	1, 06	1, 045

S_р = 1, 08*33448, 76 = 36124, 66 кВт

Удельная нагрузка, т.е. кажущаяся мощность, приходящая на один полюс:

S* = S_ном / 2р

S* = 36124, 66 /30 = 2006, 92 кВт

Диаметр расточки статора D_i :

D_i= τ * (2p)/ π

τ * - длина внешней дуги обода ротора, приходящаяся на один полюс, (м). Это полюсное деление зависит от удельной нагрузки и способа охлаждения:

τ * = A(S*)^α

A, α - эмпирические коэффициенты для непосредственного воздушного охлаждения обмоток. (стр. 133, [3])

А=0, 529; α =0, 246

τ * = 0, 529*2, 006^{, 0, 246}= 0, 63 (м)

D_i= 0, 63*18/3, 14 = 3, 61(м)

Проверка полученного диаметра осуществляется из условия, не превышения предельной окружной скорости ротора V_пр в разгонном режиме – V_{пр норм}= 160 м/с

V_пр = π * D_i*k_разг*n_o /60

k_разг = n_р /n_o

k_разг = 1, 11

V_пр = 3, 14*3, 61*1, 11*333, 3/60 = 69, 64 (м/с)

69, 64 м/с< 160 м/с

Высота активной стали статора l_t

l_i=30*C_А*S_р/( π * n_o* D_i²)

C_А - коэффициент, зависящий от удельной нагрузки и способа охлаждения

C_А =R/(8)

R, y - эмпирические коэффициенты для непосредственного воздушного охлаждения обмоток. (стр. 133, [3])

R=18, 8; y=0, 18

C_А = 18, 8/2, 006^{0, 18} = 16, 59

l_i= 30*16, 59*36, 125/ (3, 14*333, 3*3, 25² )= 1, 62 (м)

Окончательные значения D_i и l_t выбирают в соответствие со шкалой предпочтений (стр. 25 [2]).

D_i= 3250 мм

l_t = 1650 мм

Принимаем значения D_i и l _t рассчитанные первым способом.

Таблица 6. Основные размеры генератора

Элемент генератора	Параметр	Подвесное исполнение
Статор	Высота корпуса	hст=1, 8*li=2, 97
Диаметр корпуса	D_ст=(0, 92+0, 0016333, 3)3, 25 = 4, 72
Диаметр активной стали	D_а=Di+0, 75=4
Верхняя крестовина	Высота	hвк=0, 2*Di=0, 65
Диаметр лучей	D_в.к.= D_ст =4, 72
Подпятник	Высота	h_п=0, 2D_i=0, 65
Диаметр кожуха	D_п.=0, 45*D_i=1, 46
Нижняя крестовина	Высота	h_н.к.=0, 11*D_ш= 0, 32
Диаметр лучей	D_н.к.=D_ш+0, 4=3, 35
Надстройка	Высота	h=0, 4
Диаметр	d_о.=0, 20*D_i=0, 65
Кратер	Диаметр	D_кр.=1, 70*D_i=5, 525
Минимальная ширина прохода	b=0, 5м

Общая масса генератора приближенна равна:

G_ген = ψ * D_i l_t

ψ = 48-58 для подвесных

G_ген = 53*3, 25*1, 65 = 284, 21 т

G_рот = G_ген *(0, 5 – 0, 55) = 284, 21 * 0, 525 = 149 т

Таблица 7. Основные параметры гидрогенератора

Тип генератора	Р	S _ном	cos φ	n_ном	η	Напряжение	Масса генератора	Исполне ние	Турбина
МВ А	МВт	-	об/мин	%	кВ	т
СВ 550/165-30			0, 8	333, 3	97, 5	10, 5		П	РО

Выбор трансформатора

При выборе повышающих трансформаторов необходимо ориентироваться на значения напряжения ЛЭП в зависимости от их длины и величины передаваемой мощности.

Длина ЛЭП = 600 км

Передаваемая мощность S_ном = 36124, 66 (кВт)

По табл. 12 [2] определяем, что напряжение на ЛЭП будет 330 кВ – это должно быть высшем напряжением обмотки трансформатора.

Напряжение генератора 10, 5 кВ (из табл. 3.2.[3]) – это должно быть низшем напряжением обмотки трансформатора.

Номинальная мощность трансформатора должна быть не ниже
P = 26759 (кВт А)

По табл. 13 [2] выбираем трансформатор типа:

Таблица 8. Параметры трансформатора

Тип трансформатора	Номинальная мощность,	Напряжение обмотки	Максимальные размеры	Масса
ВН	НН	L	B	H	Масла	Полная
МВ А	кВ	кВ	м	м	м	т	т
ТДЦ 125/330			10, 5	10, 5	5, 35	8, 7

МНУ 4–1/40.

Таблица 9. основные параметры маслонапорной установки

Тип МНУ	Основные размеры (см) и масса (т)	Исполнение
Котла	Бака
H	D	h₁	G	H	L	B	A	G
МНУ 4-1/40	347	136	45	3, 7	115	180	220	142	3, 8	однокотельные

Маслохозяйство ГЭУ

Потребители масла:

Ÿ система регулирования (МНУ, регулятор, трубопровод)

Ÿ гидропривод направляющего аппарата, рабочее колесо

Ÿ силовые трансформаторы

Ÿ компрессора

Ÿ для смазки различных механизмов

Технологические процессы:

1) прием и хранение масла

2) проверка качества масла

3) очистка масла (чистка, сушка)

4) сбор масла и отправка

Определение потребного количества масла на ГЭУ:

Количество масла для системы регулирования (МНУ, подшипник, подпятник и т.д.) определяется по формуле:

кг=15, 52 т,

где: – коэффициент, зависящий от типа установки, m=0, 3 (для РО);

– диаметр рабочего колеса, =2, 8 м;

– рабочий напор, =227, 7 м;

– суммарная мощность ГЭС, =466640 кВт.

Суммарное количество масла на ГЭС определяется по формуле:

т,

где: – смазочное масло, т;

– масло в трубах (масловодах), т;

– масло в трансформаторе, определяется по паспортным данным, =46 т;

– резерв, определяется по формуле:

кг=5, 18 т

Объем масла, находящегося ан хранении:

т.

Масло хранится в баковых маслохозяйства.

Водоснабжение ГЭУ

1) бытовое водоснабжение

2) техническое водоснабжение

3) противопожарное водоснабжение

Техническое и противопожарное водоснабжение осуществляется из речного стока. Для бытового водоснабжения используется водопроводная вода.

Техническое водоснабжение

Потребители:

Ÿ генератор

Ÿ смазка турбинного подшипника

Ÿ силовые трансформаторы

Ÿ компрессорные установки

Ÿ высоковольтные тоководы

Определение потребного количества воды для работы энергооборудования:

1. охлаждение генератора

л/с,

где: – удельный расход воды на охлаждение 1 кВт мощности, примем =0, 06л/с·1кВт;

– мощность потерь энергии в генераторе:

кВт,

где: – максимальный коэффициент полезного действия генератора, принимается по справочным данным, =0, 97.

2. подпятник

л/с

3. турбинный подшипник

л/с

4. трансформатор

Используется трансформатор ТДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла, следовательно, вода для охлаждения трансформатора не используется.

Суммарный расход воды на техническое водоснабжение одного агрегата:

л/с.

Суммарный расход воды на техническое водоснабжение всех агрегатов:

л/с.

Напор на насосах Н=30 м.

По определенным выше параметрам выбираем 10 насосов Д 500-65б и 2 в резерв.

Основные параметры Д 200-95а:

– расход =420 м³/ч,

– избыточное давление p=4, 5 МПа,

– масса m=1680 кг,

– габаритные размеры 2, 16х0, 97х0, 98 м.

Система технического водоснабжения:

Так как рабочий напор ГЭС =227, 7 м, то принимаем насосную систему технического водоснабжения

Пневматическое хозяйство

Потребители сжатого воздуха:

1) Система регулирования гидротурбины

2) Система отжатия воды из камеры рабочего колеса при работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора

3) Система образования незамерзающей полыньи перед затворами

4) Система торможения гидроагрегата

5) Воздушные выключатели

6) Система обдувки электрооборудования

7) Пневматический инструмент

8) Контрольно-измерительная аппаратура

Для обслуживания перечисленного оборудования и технологических процессов на ГЭС используется сжатый воздух с давлением от 2 до 60 кг/см² и с расходом от 1 до 500 л/с.

Машинный зал

Основная часть верхнего строения – машинный зал, выполнен полногабаритным.

Шатер представляет собой промышленное здание, состоящее из колонн, заделанных в бычки, верхнего перекрытия в виде стропильных ферм и подкрановых балок.

Высота машинного зала составляет 18, 8 м, ширина 20, 7 м, длина 41 м, машинный зал расположен на отметке 113 м, то есть на затапливаемой отметке, а, следовательно, предусмотрена бетонная стена со стороны нижнего бьефа до отметки 116, 5 м.

Трансформаторы располагаются вне машинного зала на открытых площадках со стороны верхнего бьефа. Непосредственно в машинном зале расположен центральный пульт управления.

Под машинным залом располагаются помещения с электротехническим оборудованием, помещения технического водоснабжения, откачки дренажной воды. На случай ремонта или осмотра предусматриваются лаз в отсасывающую трубу и выход на крышку турбины.

Монтажная площадка

Отметка пола монтажной площадки выше отметки машинного зала на 3, 5 м, то есть монтажная площадка расположена на отметке 116, 5 м. Ее высота составляет 18, 7 м, ширина 20, 7 м, длина 18 м. На монтажную площадку существует автомобильный подъезд с торцевой стороны с воротами, шириной 8 м – по условию провоза самой крупногабаритного элемента – ротора генератора. Также на монтажную площадку закатывается трансформатор через боковые ворота, шириной 10, 6 м.

Монтажная площадка, как и машинный зал обслуживается мостовым краном грузоподъемностью 200 т. Так как отметки машинного зала и монтажной площадки отличаются на 3, 5 м (м.п. выше), то устраиваем перегрузочную площадку в блоке, соседнем с монтажной площадкой, увеличивая тем самым ширину блока с 11, 7 до 17, 5 м.

Для ремонта и обслуживания трансформатора предусмотрена трансформаторная яма с размерами 12 х 6 м.

На нижних этажах под монтажной площадкой расположены общестанционная насосная станция, помещения пневматического хозяйства, масленого хозяйства, мастерские.

На верхних этажах под монтажной площадкой расположены помещения управленческого персонала.

Вид здания станции сверху с привязкой к топографическим условиям приведен в прил. 10.

Литература

1. Бусырев А.И., Долгополов В.А. Выбор основных параметров и основы проектирования вертикальных реактивных гидротурбин: Учеб. Пособие. – Л.: изд. ЛПИ, 1988. – 96 с.

2. Гидроэнергетические установки: Учебник для вузов/Д.С. Щавелев, Ю.С. Васильев, Г.А. Претро и др.; Под ред. Д.С. Щавелева.–2-е изд. перераб. и доп.–Л.: Энергоиздат, 1981.–520с.

3. Гидроэлектрические станции.: Учебник для вузов/ Н.Н. Аршеневский, М.Ф. Губин, В.Я. Карелин и др.; Под ред. В.Я. Карелина, Г.И. Кривченко.–3-е изд., перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат, 1987.–464 с.

4. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: справочное пособие: в 2 т./под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева – Т. 1 и 2. – М.: Энергоатомиздат, 1988 г. –400с.

Приложения